陇东石油开发地下水资源环境保护对策

陇东石油开发地下水资源环境保护对策

孔繁洲

1.陇东石油开发基本情况

陇东是长庆油田的主产区，石油资源储量28.47亿吨。陇东油区主要是长庆油田公司在甘肃省庆阳市境内的油田区块，有采油二厂、采油七厂、超低渗油藏第一、第二、第四项目部和马岭、华池、城壕、樊家川、南梁、镇北、西峰等14个油田，66个开发区块。长庆油田总生产区域5万多km²，在庆阳市的庆城县、华池县、环县、镇原县、合水县、宁县、西峰区、正宁县8县1区均有生产油井。长庆油田组建于1970年，最初名称为长庆油田指挥部，指挥部机关当初设在原庆阳地区宁县的长庆桥，1971指挥部迁到原庆阳地区庆城县北关，1998年长庆油田机关搬迁到西安市未央区，但石油主产区仍然在庆阳市。以庆阳市为主产区的陇东石油开发从1970年开始至今已有30多年的历史，石油职工人数由当初的30多人发展到今天的10万人，生产油井数量现在有9369口，其中采二厂就有4000多口。2010年长庆油田生产油气当量3500万吨，“十二五”末油气当量将突破5000万吨，届时陇东油田就成为当之无愧的“西部大庆”。

陇东石油开发初期在华池县和庆城县都出现过单井日产原油超过200吨的高产油井，以庆城县马岭9井日产258吨原油为最高，但随时间的推移油井出油出现从高产到低产的变化，到了2010年长庆油田以开发超低渗油藏为主，新打的油井产量最高在35吨，日产10吨以下的油井也有相当的数量。长庆油田在陇东近年来的产能情况见表1。

表1　长庆油田近年产能规模表

2.陇东石油开发水资源利用现状情况

陇东石油开发区位于鄂尔多斯盆地西南部，石油开采目的层是中生界三叠系上三叠统延长组。油井深度随布井位置的不同，井深度从1500m~ 4000m不等。陇东油田属于渗透系数小于0.5毫达西的低渗高含水油田，原油生产总流程是：钻井→试油压裂→注水→堵水→解堵→二次压裂→新井投产。由于油井一般无自然产能，因此，要采用对目的层超前注水、早期强化注水、不稳定注水、沿裂缝强化注水和定向井水水量分层注水等技术以获得相对稳定的产能。一般注水压力都在18MPa~20MPa。在地面生产上采用大井组→增压站（注水站）→联合站（作业区）模式。原油开采、输送全过程对水有非常强的依赖性，简单形象的可以表述为：陇东石油开发的过程就是用水换油的过程。

陇东石油开采过程中注水井与油井在同一井场布设，注水的目的层与油井的目的层一致。注水的水源井有的布设在油井井场，有的布设远离油井井场，主要是根据地下水赋存特点、富水区域、水质情况及注水要求来决定。陇东油田石油开采注水井主要开采白垩系下白垩统保安群宜君洛河组（K₁）l承压水，水源井深度一般为600m~1500m。从水源井抽水到地面后要经过水质处理达到SY/T5329-94水质标准再供给注水井用于注水。根据《鄂尔多斯盆地地下水勘查研究》成果，陇东地区宜君洛河组（K₁l）承压水含水层以上依次还有环河组（K₁h）、罗汉洞组（K^l₁h）和黄土塬潜水层（含河谷阶地潜水层）三个主要含水层，注水井和注水水源井钻打时均要依次穿越黄土塬潜水层或河谷阶地潜水层、罗汉洞组（K^l₁h）含水层和环河组（K₁h）含水层才能达到宜君洛河组（K₁l）含水层，其中注水井还要穿越宜君洛河组（K₁l）含水层达到上三叠统延长组。陇东地区黄土塬潜水层和河谷阶地潜水层地下水埋藏较浅，接受大气降水补给，经过黄土层过滤自净作用水质较好，是本区域生活用水的主要水源，黄土塬潜水层和含河谷阶地潜水层以下的三层承压水含水层在该区域经济社会发展中供水意义也非常重要，镇原县生活用水全部用罗汉洞组（K^l₁h）承压水，环县、宁县、西峰区部分地区用罗汉洞组（K^l₁h）、环河组（K₁h）、宜君洛河组（K₁l）承压水解决生活用水问题。

陇东石油开采过程中水源井和注水井对于穿越非目的含水层的保护措施是采用多级套管＋封井水泥结构。以水源井为例，每一口水源井钻井工程设计中，一开采用￠406.4mm表套封堵黄土塬潜水层和含河谷阶地潜水层，二开采用￠374mm套管封堵环河组（K^h₁）含水层，其止水和和封堵的关键位置是套管的底部，一般止水材料是海带和黏土球。

截止2010年，陇东油田累计油井、水源井和注水井总数9369口，其中：水源井250多口，注水井2000多口，2010年用水量1600万m³。2008年至2010年用水量情况见表2。

表2　陇东油田原油产量与用水量表

3.陇东石油开发对地下水的影响及存在的问题

陇东地区地下水包括黄土塬潜水（河谷阶地潜水）和深层承压水两部分。黄土塬潜水（河谷阶地潜水）在本区域分布不连续，区域性很强。陇东地区地质构造形态属于天环坳陷和伊陕斜坡的交汇带，80%以上的区域位于伊陕斜坡的东南角，不足20%的区域位于天环坳陷的南端，因此，深层地下水具有典型的承压水盆地流场特点，有盆地周边呈现向心式流向盆地中央并向马莲河方向汇集，受地下水分水岭的作用，承压水主流方向从环县北部指向南部宁县的长庆桥一带。承压水赋存于白垩系碎屑岩裂隙和孔隙之中，其补给源复杂，补给的地质年代漫长，资源量相对比较丰富。罗汉洞组承压水水质最好，宜君洛河组承压水水质次之，环河组承压水水质较差。

陇东石油开发对地下水的影响及存在的问题主要有以下几方面。

3.1

油井、注水井、水源井钻井施工过程中各含水层水体交换和串层问题，造成上含水层水体漏失及差水质水体对好水质水体的影响。

3.2

由于水源井和注水井布设受油井布设的制约，使水源井布井的合理性受到影响，造成地下水局部地区有超采问题。

3.3

由于油井的原油抽油过程中存在井管破损问题，造成原油对含水层水体的污染。

3.4

油井井场机器设备运行、检修流出的污油、污水及废液渗入地表，造成黄土层潜水的污染。

3.5

油田开采注水将白垩系地层承压水强行注入白垩系之下的三叠系地层，减少了白垩系承压水的总量，改变了地下水水文地质条件，有诱发地下水条件恶化和不良地质问题的可能。

4.地下水资源保护对策

4.1

制定地下水利用规划和地下水管理办法，在陇东石油开发中严格执行地下水总量控制和用水效率控制红线制度。根据《鄂尔多斯盆地地下水勘查研究》成果，陇东地区深层承压水水资源量为5.77亿m³，可开采量为3.66亿m³，分解到各含水层资源量和可开采量见表3，要以此为依据进行总量控制。另外，从表3看出，陇东地区宜君洛河组承压水可开采量为23354万m³，十分有限，要严格按照甘肃省新颁布的原油生产用水定额3.69m³/吨和天然气生产用水定额0.2m³/吨下达企业生产用水计划，使陇东石油生产用水总量“十二五”末控制在2745万m³以内，在“十三五”末控制在5490万m³以内。水行政主管部门要根据地下水总量控制和效率控制红线，组织编制陇东石油开发中地下水利用保护详细规划，合理划定开采区、限制开采区、禁止开采区、保护区，以影响半径R=500m的限制条件规定区域打井密度，严格执行单井水资源论证和取水许可制度，对超计划用水和超定额用水实行上浮水资源费和累进加价政策，加大对地下水管理力度。

表3　白垩系含水层地下水资源量和可开采量表

表4　陇东石油和天然气开发需水量预测表

4.2

加强油井、注水井、水源井钻井施工过程中套管封堵、止水防漏技术和措施的落实。要从钻井工程的设计抓起，设计上必须采用先进的水层封堵工艺和技术；制定油井、注水井、水源井施工水层封堵专项操作规程，严把施工质量关。针对以往油井、注水井、水源井水层封堵措施落实情况只是油井建设单位和施工单位知情的状况，建立水行政主管部门与环保部门联合派人旁站监督签字许可和责任追究制度，实行对油井、注水井、水源井水层封堵措施落实问题，在没有水行政主管部门和环保部门现场监督认可的情况下不予进行竣工验收的程序，彻底防止和杜绝地下水串层现象的发生。

4.3

建立油井、注水井、水源井水层封堵状态和地下水水质跟踪监测制度。对生产油井在原油提升过程中出现套管、油管破损和地下输油管道破损所造成的地下水污染问题，要通过配套建设井场地下水观测井的措施，跟踪各层地下水水质变化情况，随时掌握油井生产和输油设施是否处于正常状态，判断油井井管、输油管道破损位置，发现问题立即维修改造，治理污染。对于井场地下水观测井的建设要列入油田开发计划，与油井同时设计，同时施工，配套建设。井场地下水观测井的观测资料要实行月报制，及时上报水行政主管部门和环保部门。

4.4

开展对白垩系承压水高压注入三叠系的问题进行专题科学研究。目前，对这一问题的直观考虑是：陇东石油开发将白垩系地下水抽出来回注到三叠系地层，可能会造成区域地质结构的变化，尤其是对地层压力平衡有一定的影响，到底会不会引起该地区与之关联的地质灾害还需要进行专题研究，才能得出结论，这是一个新的命题，也是事关全局的大课题。建议尽早得到关注和开展研究工作。

（作者为庆阳市水务局副局长、高级工程师）